Cтраница 2
На основе приведенных формулировок второго закона термодинамики можно получить результаты Карно для максимально возможного коэффициента полезного действия тепловых машин. [16]
Су ИЗ CN CNR фиксируется, а минимизируется См - Здесь CNR - максимально возможный коэффициент несущей способности, получающийся в ЗР. [17]
Согласно законам Российской Федерации об охране недр разработка газовых и газонефтяных месторождений должна обеспечить максимально возможный коэффициент извлечения газа, конденсата и нефти. Это означает, что при сравнительно большом содержании конденсата ь газе и при практически любой толщине оторочки необходимо обеспечить максимальную газоконденсатонефтеотдачу залежи. [18]
Все мероприятия по управлению движением газа в пласте направлены в этот период на достижение максимально возможных коэффициентов газо - и конденсатоотдачи пласта. [19]
Все мероприятия по управлению движением газа в пласте направлены в этот период на достижение максимально возможных коэффициентов газо - и конденсат оотдачи пласта. [20]
Кзн - коэффициент использования подвижных запасов нефти за начальную безводную стадию; Кг - конечный максимально возможный коэффициент использования подвижных запасов нефти при фиксированных условиях работы добывающей скважины ( при фиксированных величинах Рт и Р - забойных давлений нагнетательных и добывающих скважин); ( 1 - А) - текущий дебит нефти в долях начального максимального ( амплитудного) дебита; А - относительное снижение дебита нефти, а также А - расчетная доля агента в дебите жидкости; К3н и К зависят от неоднородности по проницаемости нефтяных пластов, а их соотношение Кзн / Кз в может быть показателем неоднородности, вернее, однородности, поскольку при увеличении неоднородности оно уменьшается. [21]
Одной из причин несоблюдения этого соотношения являются динамические ошибки, которые уменьшаются при включении усилителя с максимально возможным коэффициентом усиления. В этом параграфе рассматриваются только статические ошибки. В литературе указано, что статические ошибки уменьшаются при промежуточном значении коэффициента усиления усилителя. На практике необходимо принять компромиссное решение между этими противоречивыми требованиями. [22]
Точное графическое исследование, основанное на применении амплитудно-фазовой характеристики, показывает, что оптимальное решение, соответствующее максимально возможному коэффициенту усиления, может быть получено выбором более точных значений для нулей и полюсов в компенсационном звене. [23]
Усилитель состоит из трех каскадов, каждый из которых включен по схеме с заземленным эмиттером, чем достигается максимально возможный коэффициент усиления. Все три каскада обладают емкостной связью. [24]
Предварительно оценить основные экономические показатели разработки месторождения на базе повариантных расчетов, с учетом комплексной разработки месторождения и максимально возможных коэффициентов извлечения нефти, газа, конденсата и попутных полезных ископаемых, и компонентов. [25]
Анализ выражений (1.72) - (1.74) показывает, что в диапазоне изменения тепловых потоков от Qmax до Qmm газорегулируемые ТТ обладают максимально возможным коэффициентом температурной чувствительности при условии, если термодинамические параметры окружающей среды не изменяются. [26]
Таким образом, минимальная постоянная времени усилителя, которую можно получить введением обратной связи, представляет собой величину, определяемую максимально возможным коэффициентом обратной связи. [27]
Минимально допустимое число скважин определяется, исходя из условий поддержания давления по всей площади газоносности и целенаправленного регулирования фронта вытеснения, обеспечивающего достижение максимально возможного коэффициента охвата. [28]
Положительные стороны шахтного способа разработки нефти: 1) максимальное использование гравитационных сил самой нефти, подземные скважины эксплуатируются самотеком; 2) получение максимально возможного коэффициента извлечения нефти путем эффективного паротеплового воздействия на пласт; 3) работа в шахте не зависит от климата и непогоды, это важно для районов Крайнего Севера и Заполярья; 4) минимальная проходка по пустым породам, уплотнение скважин - предельные расстояния между забоями скважин 10 - 15 м; 5) ограниченные размеры промысловой площади, промысловых коммуникаций; 6) большая экономия металлических труб и штанг ( обсадных, бурильных, насосно-компрессорных); 7) непосредственное наблюдение за строением нефтяного пласта, а также за характером истечения из него нефти. [29]
Такое расположение скважин обусловлено необходимостью сохранения требуемых размеров предохранительных междукамерных целиков и эксплуатационных подземных камер в целях обеспечения устойчивости горных пород и земной поверхности, а также максимально возможного коэффициента извлечения полезного ископаемого. [30]